Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Осложненный фонд скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Осложненный фонд ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» насчитывает 4384 скважины, что составляет 68% от действующего фонда. С каждым годом доля осложненного фонда растет, и количество мероприятий, направленных на борьбу с осложняющими добычу факторами пропорционально увеличивается. В силу специфики геологических условий более чем для 75% скважин осложненного фонда характерно выпадение АСПВ. Далее по частоте следуют наличие ВВЭ в продукции скважин, коррозия, отложения органических солей, вынос мехпримесей и гидратообразование. Для предупреждения осложнений и устранения осложняющих факторов используются такие методы, как ПАДУ/УДС, устьевые дозаторы, штанговые скребки, УОК-НКТ, греющие кабельные линии, магнитные аппараты и глубинные дозаторы. В качестве дополнительной меры по оптимизации работы скважин осложненного фонда ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в 2015 году мы приступили к внедрению интеллектуальных программно-аппаратных комплексов для определения дебита и защиты скважинного оборудования.

08.09.2016 Инженерная практика №04/2016
Красноборов Денис Николаевич Ведущий инженер управления технологии добычи нефти и газа (УТДНГ) отдела добычи нефти ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Рис. 1. Распределение осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по способам эксплуатации в 2015 г.
Рис. 1. Распределение осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по способам эксплуатации в 2015 г.

В течение 2015 года эксплуатационный и действующий фонды скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» стабильно увеличивались. При этом основная часть скважин действующего фонда Компании эксплуатируется с помощью УШГН, далее следуют УЭЦН и другие способы (рис. 1). УЭВН и УШВН применяются в основном на осложненном фонде – в скважинах, переведенных с УЭЦН и УШГН. Например, посредством УЭВН эксплуатируются скважины с низкими дебитами и повышенной вязкостью нефти, где штанговая колонна работает с перегрузками и высоким риском отказа. УШВН также применяются в скважинах с повышенной вязкостью нефти.

Динамика СНО по осложненному фонду в данном случае сознательно не представлена, поскольку этот показатель не может использоваться в качестве ключевого для характеристики работы фонда. Работу фонда характеризуют надежность оборудования, компетентность специалистов, работающих на объектах, эффективность проводимых на фонде мероприятий, динамика инвестиционной составляющей и другие показатели.

СТРУКТУРА ОСЛОЖНЕННОГО ФОНДА

Осложненный фонд ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» насчитывает 4384 скважин, или 68% от действующего фонда, и эта доля с каждым годом растет. Соответственно растет и количество мероприятий, направленных на борьбу с осложняющими добычу факторами.

В основном эксплуатация скважин осложнена образованием АСПО (76%), далее следуют ВВЭ (10%), коррозия (8%), отложения органических солей (3%) вынос мехпримесей (2%), и гидратообразование (менее 1%) (рис. 2).

Рис. 2. Распределение осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по типам осложнений в 2014-2015 гг.
Рис. 2. Распределение осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по типам осложнений в 2014-2015 гг.

Пластовая температура большинства эксплуатируемых объектов держится в диапазоне 20-25°С, что создает идеальные условия для образования парафинов. В результате АСПО – это самая большая проблема осложненного фонда ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», и основная часть мероприятий, направленных на борьбу с осложняющими добычу факторами, проводится на этих скважинах.

ВВЭ образуются в основном в скважинах, введенных в эксплуатацию после бурения или консервации. Как правило, это удаленные кусты скважин или одиночные скважины с высоким содержанием свободного газа на приеме насоса.

Вынос мехпримесей: проппанта, вымываемого из пласта, или продуктов суффозии (разрушения скелета породы продуктивного пласта) – наблюдается в скважинах, где проводились мероприятия по оптимизации их работы (ГРП, увеличение депрессии на пласт и др.).

Отложение органических солей связано с работой системы ППД: смешивание закачиваемой и пластовой воды вызывает выпадение солей.

Наконец, гидратообразование встречается в скважинах с газонасыщенной верхней частью или в скважинах, где произошел прорыв газа.

Установки, отказавшие из-за влияния основных осложняющих добычу факторов, поднимаются на поверхность в том случае, если они уже не подлежат ремонту.

ПРИЧИНЫ ВЫХОДА ИЗ СТРОЯ УЭЦН, УШГН И УШВН

Больше всего преждевременных отказов в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» приходится на УШГН (58,2%), далее следуют УЭЦН (40,1%) и УШВН (1,6%).

Среди причин отказов УШГН лидируют АСПО, далее следуют коррозия, обрыв штанг из-за усталостного разрушения и причины, связанные с нарушением технологии ремонта скважин (рис. 3).

Рис. 3. Основные причины преждевременного выхода из строя УШГН
Рис. 3. Основные причины преждевременного выхода из строя УШГН

Основной причиной преждевременного выхода из строя УЭЦН является их засорение. Затем следуют коррозия, АСПО и солеотложения (рис. 4).

Рис. 4. Основные причины преждевременного выхода из строя УЭЦН
Рис. 4. Основные причины преждевременного выхода из строя УЭЦН

Меньше всего преждевременных отказов наблюдается на фонде УШВН – эти насосы работают достаточно стабильно. УШВН отказывают главным образом из-за обрывов штанг, а также из-за усталостного износа эластомера (рис. 5).

Рис. 5. Основные причины преждевременного выхода из строя УШВН
Рис. 5. Основные причины преждевременного выхода из строя УШВН

ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ

Охват осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» методами предупреждения осложнений и устранения осложняющих добычу факторов по состоянию на 1 ноября 2015 года составил 78,6% (75,4% в 2014 г). Мы применяем (полуавтоматические) установки депарафинизации скважин ПАДУ/УДС, устьевые дозаторы, штанговые скребки, устройства для очистки колонн (УОК-НКТ), греющие кабельные линии, магнитные аппараты и глубинные дозаторы (рис. 6).

Рис. 6. Охват скважин осложненного фонда методами по предупреждению и устранению осложнений в процессе добычи нефти
Рис. 6. Охват скважин осложненного фонда методами по предупреждению и устранению осложнений в процессе добычи нефти

Около половины скважин фонда УШГН оснащены штанговыми скребками и центраторами. Однако на месторождениях с высокой вязкостью нефти этот способ неэффективен, поскольку на центраторах и скребках образуются сальники, что приводит к обрыву штанг или к отсутствию циркуляции.

При использовании греющих кабельных линий производится тепловой расчет, в соответствии с которым и подбирается оптимальный режим работы этого оборудования. Кабельные линии, как правило, работают в периодическом режиме, который подбирается индивидуально для каждой скважины в зависимости от свойств добываемой жидкости и производительности штангового насоса.

Периодический нагрев обеспечивает поддержание температуры жидкости на заданном уровне при котором не допускается кристаллизация парафинов.

Планирование и внедрение методов борьбы с осложнениями ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» осуществляет совместно с ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». Специалисты инжиниринговой компании проводят мониторинг нашего осложненного фонда, выдают заключения и рекомендации по использованию тех или иных методов, в соответствии с которыми в начале года формируется рисковый фонд скважин. При проведении ТКРС с учетом выданных рекомендаций внедряется соответствующее оборудование.

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСПО

Технологически эффективным методом борьбы с АСПО зарекомендовал себя электропрогев, поддерживающий температуру добываемой жидкости на более высоком уровне, чем температура кристаллизации АСПВ. Недостаток технологии заключается в значительном энергопотреблении, в силу которого ее применение не всегда оказывается целесообразным.

К наиболее распространенным методам борьбы с АСПО относится, прежде всего, закачка реагентов по дозировочному трубопроводу. Метод применяется в тех случаях, когда условия не позволяют закачивать реагент в затрубное пространство. А в скважинах, где реагент не всплывает, используются устьевые дозаторы.

Также распространен метод, предполагающий спуск контейнера с ингибитором в хвостовик. Основной недостаток данного метода борьбы с АСПО заключается в том, что вымывание реагента происходит неравномерно, и этот процесс неуправляем.

Наконец, в качестве наиболее простого и недорогого решения можно назвать применение депарафинизационных установок для механических обработок скважин с УЭЦН скребком (рис. 7).

Рис. 7. Основные методы борьбы с АСПО
Рис. 7. Основные методы борьбы с АСПО

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ

Влияние мехпримесей на погружное оборудование ведет к его износу и быстрому выходу из строя. Это, в свою очередь, значительно снижает эффективность добычи и приводит к дополнительным затратам.

Чтобы решить данную проблему, производители нефтяного оборудования разрабатывают различные устройства для отделения и удерживания мехпримесей. В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» испытаны несколько таких устройств: входной модуль ЖНШ-1 (производства АО «Новомет-Пермь», ОАО «АЛНАС»); фильтр-насадка типа ФНТ (ООО «ПО СТРОНГ»); фильтр противопесочный ФПБ-85 (ООО «ПК «Борец»); песочный якорь ПГ-5 (ООО «ЭЛКАМ») (рис. 8).

Рис. 8. Внедрение фильтрующих устройств
Рис. 8. Внедрение фильтрующих устройств

ЖНШ-1 и фильтр-насадка типа ФНТ используются в качестве входных модулей УЭЦН. Фильтрующим элементом здесь служит проволочная сетка из нержавеющей стали, которая предотвращает попадание механических частиц в насос.

Недостаток этих модулей состоит в том, что в условиях кристаллизации парафина фильтрующие элементы забиваются, что требует проведения промывки. При этом насос остается в исправном состоянии и после промывки вновь запускается в работу.

Фильтр противопесочный ФПБ-85 и песочный якорь ПГ-5 более совершенны. Эти устройства устанавливаются под насосом, а в их конструкции предусмотрен специальный контейнер, куда осаждаются отделенные механические частицы. Использование этих устройств позволяет увеличить время работы насосного оборудования.

Также в рамках борьбы с мехпримесям в 2015 году начаты ОПИ УЭЦН с открытыми колесами производства АО «Новомет-Пермь», ООО «ПК Борец» и ООО «РемЭлектроПромнефть» (рис. 9). Посредством внедрения УЭЦН с открытыми колесами мы рассчитываем повысить наработку скважин, осложненных выносом мехпримесей и повышенным содержанием свободного газа на приеме насоса.

Рис. 9. УЭЦН с открытыми колесами для работы с осложненным фондов
Рис. 9. УЭЦН с открытыми колесами для работы с осложненным фондов

К заявленным преимуществам установок с открытыми колесами относятся меньшая подверженность отложению солей на колесах; отсутствие пазух между РК и НА, благодаря чему абразиву негде накапливаться; улучшенная работа с нерастворенным газом (до 40% на входе); а также сохранение высокого КПД УЭЦН в течение длительного времени за счет меньшего износа.

К концу 2015 года оборудование было спущено в скважины и находилось в работе. О результатах ОПИ пока говорить рано, но мы рассчитываем получить положительные результаты.

ВНЕДРЕНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ ИНТЕЛЛЕКТУАЛИЗАЦИИ

В 2015 году на осложненном фонде ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» были начаты ОПР интеллектуальных программно-аппаратных комплексов определения дебита и защиты скважинного оборудования. Эти работы проводятся совместно с АО «Новомет-Пермь» и ООО «Синергия-Лидер».

Принцип данного технического решения состоит в интеллектуализации управления режимом работы системы подачи химреагента с помощью программного обеспечения СУ УЭЦН. Специальное ПО рассчитывает дебит скважины по косвенным показателям: токовым нагрузкам, давлению на приеме насоса, буферному давлению и т.д. Соответственно, в зависимости от изменения дебита скважины контролер определяет оптимальную концентрацию реагента для подачи (рис. 10).

Рис. 10. Разработка интеллектуальных программно-аппаратных комплексов определения дебита и защиты скважинного оборудования
Рис. 10. Разработка интеллектуальных программно-аппаратных комплексов определения дебита и защиты скважинного оборудования

Пока эта технология испытывается в качестве средства диагностики, но в дальнейшем по результатам доработки и перепрофилирования, если мы добьемся высокой точности замеров и подтвердим это с помощью замерных установок, она будет внедряться как средство измерения. На данный момент погрешность замеров варьирует в диапазоне 2-9%, но в конце 2015 года начата работа над повышением точности.

Внедрение интеллектуальных программно-аппаратных комплексов определения дебита и защиты скважинного оборудования планируется для компоновок ОРЭ (УЭЦН, УШГН); скважин мехфонда, осложненных отложениями солей, АСПО, коррозией, ВВЭ; а также одиночных скважин, вводимых в эксплуатацию после бурения или вывода из бездействия и скважин прочих категорий.

В свою очередь, в результате внедрения интеллектуальных комплексов мы планируем оптимизировать режим работы скважин (обеспечить проектный дебит), сократить затраты на регламентные работы, сократить затраты на обустройство скважин (на приобретение и обслуживание ЗУ) и увеличить наработку осложненного фонда скважин.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ

Для получения сравнительной оценки технологической и экономической эффективности различных методов борьбы с осложняющими эксплуатацию скважин ЧРФ факторами мы сопоставили удельное число ремонтов скважин за год до и после внедрения технологий, соотнеся полученные результаты с удельными затратами на такие ремонты. Как показал анализ, наиболее эффективными оказались нагревательные кабельные линии, а также глубинные и устьевые дозаторы (рис. 11).

Рис. 11. Технологическая и экономическая эффективность методов борьбы с осложнениями на скважинах ЧРФ
Рис. 11. Технологическая и экономическая эффективность методов борьбы с осложнениями на скважинах ЧРФ

Важно понимать, что технология может характеризоваться одновременно высоким уровнем технологической эффективности и низким уровнем экономической эффективности и по этой причине не может быть внедрена. При планировании ОПР мы всегда проводим анализ по этим двум параметрам и отказываемся от применения технологий, тиражирование которых невозможно. В последнем случае нет смысла проводить ОПР.

Ежегодно в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» формируется программа ОПР по внедрению технологий, которые согласно проведенным оценкам будут эффективны во всех отношениях.

В заключение хотел бы отметить, что помимо эксплуатационных осложнений (АСПО, мехпримеси, коррозия и т.д.), для скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» характерны технические осложнения. Они появляются с развитием новых технологий КРС по реанимации скважин – например, в результате зарезки боковых стволов малого диаметра. При этом технологии эксплуатации соответствующего фонда скважин, появляются с небольшим отставанием, что и заставляет нас искать нестандартные решения по устранению технических осложнений.

На таких скважинах с 2014 года мы проводим ОПИ малогабаритных установок и канатных штанг. В течение 2016 года планируется продолжить эти испытания, а также провести испытания струйной системы для эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Денис Николаевич, в качестве основной причины преждевременного выхода из строя УЭЦН Вы назвали засорение. Проводился ли химический анализ этих засорений? Есть исследования, согласно которым наличие даже небольшой, в пределах 10%, части солей достаточно для того, чтобы «скрепить» мехпримеси и вызвать засорение. То есть, возможно, истинная причина засорения состоит в солеотложении…
Денис Красноборов: Мы постоянно проводим мониторинг этого фонда. Пробы отбираются ежемесячно, и «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» проводит анализ по составу мехпримесей. Действительно, здесь присутствуют скважины солеобразующего фонда, но в небольшом количестве. В случае выявления солей на скважинах сразу же проводятся мероприятия по закачке химреагентов. Так что главная причина засорения УЭЦН в данном случае – это именно мехпримеси, которые образуются в результате суффозии, а также после проведенных мероприятий с ПЗП.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт применения ОРЗ в ПАО «ЛУКОЙЛ». Проблемы и перспективы развития
Опыт применения технологии ОРЭ и ОРЗ на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №06-07/2018

Инженерная практика

Выпуск №06-07/2018

Поддержание пластового давления.Промысловые трубопроводы
Управление заводнениемОборудование и технологии для систем ППДРемонтно-изоляционные работыМеханизированная добычаПромысловая подготовка нефти
Ближайшее совещание
Подготовка нефти и газа, Утилизация ПНГ
Подготовка – 2018
Производственно-техническая конференция

Сбор, подготовка и транспорт продукции скважин. Утилизация попутного нефтяного газа ‘2018

23-25 октября 2018 г., г. Уфа
Обмен опытом и анализ внедрения новых подходов, технологий, оборудования и химреагентов в области эксплуатации систем сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды, а также в области утилизации попутного нефтяного газа. Особое внимание будет уделено таким вопросам, как снижение содержания серы в нефти; повышение качества подготовки подтоварной воды перед закачкой в пласт, новые технологии разрушения стойких водонефтяных эмульсий, подготовка и транспорт нефти с высоким содержанием АСПВ. Планируются выезды на производственные площадки предприятий.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – ноябрь 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

19 – 23 ноября 2018 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.